2013年成效显著
2013年是中国电力工业具有里程碑意义的一年，根据中国电力企业联合会快报数据分析，中国在继电网规模、发电量世界第一之后，发电装机容量同比增长9.25%，达到12.47亿千瓦，居世界第一；发电量增长7.52%，达到5.4万亿千瓦时。2013年也是中国针对大面积雾霾频发，以国务院颁布 《大气污染防治行动计划》以下简称“大气国十条”为标志，全民动员开展全面治理大气污染的“元年”。电力行业的节能减排进一步受到政府部门的重点监管和全社会的关注，节能减排持续取得新的成就。
一是电力结构进一步优化。非化石能源发电装机发电比重和发电量比重进一步提高。全国水电、核电、并网风电、并网太阳能发电装机超过3.85亿千瓦，可再生能源发电装机比重达到30%；火电发电量同比降低了0.35个百分点。
水电、核电、并网风电、并网太阳能发电量同比增长为5%、14%、36%、143%.同时，2013年关停小火电机组447万千瓦，30万千瓦及以上机组容量所占比例比2012年提高1个百分点。
二是电力技术水平和效率进一步提高。主要表现在特高压输电能力不断增强，如2013年新增±800千伏直流输电线路3644千米，新增1000千伏交流输电线路1298千米。积极应用超超临界机组，推广大型空冷、循环流化床等先进技术。如具有自主知识产权的四川白马电站60万千瓦循环流化床机组投产，标志着我国锅炉技术世界领先。技术进步和强化管理的共同作用，使供电煤耗又有较大幅度的下降，全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗321克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时。全国线路损失率比2012年下降0.08个百分点，降至6.67%.
三是大气污染物减排能力继续增强，排放总量持续下降。初步统计分析，截至2013年底，具备脱硫能力的燃煤机组比例接近100%，脱硫设施运行可靠性水平进一步提高；近2亿千瓦机组完成烟气脱硝改造，全国脱硝机组投入容量接近4.3亿千瓦，煤电脱硝比例接近55%；煤电机组除尘器加大改造力度，高效电袋除尘器、袋式除尘器的应用比例进一步提高。虽火电发电量同比增长约7.05%（快报），但预计电力行业烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量将分别下降约6%、约7%、12%，排放量将分别降至约142万吨、820万吨、834万吨，相应的单位千瓦时污染物排放绩效分别下降约12%、约13%、约18%.
主要经验
总结电力行业节能减排取得的显著成效的原因主要有以下几个方面。
一是规划目标明确。2013年1月，国务院分别发布《能源发展“十二五”规划》（国发[2013]2号）、《循环经济发展战略及近期行动计划》（国发[2013]5号）。在《能源发展“十二五”规划》中，对到2015年时的能源消费总量与效率、能源生产与供应、能源结构优化、国家综合能源基地建设、生态环境保护、城乡居民用能、能源体制机制改革等方面做出了规划并提出了目标。其中，电力节能减排目标分别为：2015年供电煤耗降至323克/千瓦时；二氧化硫、氮氧化物排放量分别降至800万吨、750万吨等。《循环经济发展战略及近期行动计划》提出循环经济发展的中长期目标，明确了电力行业循环经济工作主要任务和近期主要目标等。
二是环保行政要求不断强化。2013年2月，环境保护部发布 《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》（2013年14号），要求重点控制区域 （19个省的47个城市）新建燃煤机组自2013年4月1日起全部执行特别排放限值，烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别为20、50、100毫克/立方米；对于现役机组，位于重点控制区主城区的自2014年7月1日起执行特别排放限值，非主城区的在“十三五”期间执行特别排放限值。2013年9月，“大气国十条”颁布，对电力行业节能减排工作提出了明确要求；同时，地方政府相继出台大气污染防治行动计划，如，北京发布 《北京市2013~2017年清洁空气行动计划》、河北省印发《河北省大气污染防治行动计划实施方案》，环境保护部等部委联合印发《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》对大气国十条任务进行落实和细化。
三是有利于促进电力结构调整的文件不断出台。2013年7月18日，国家发展改革委印发《分布式发电管理暂行办法》（发改能源[2013]1381号）。该办法对分布式能源发电的资源评价和综合规划、项目建设和管理、电网接入、运行管理、政策保障及措施等方面作出了具体规定，将极大推动分布式发电应用、促进节能减排和可再生能源发展。11月18日，国家能源局印发《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能[2013]433号），规范分布式光伏发电项目管理。
四是有利于节能减排的经济政策对节能减 排起到了关键性的作用。2013年8月27日，国家发展改革委公布 《调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项》（发改价格[2013]1651号）。
其中规定将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱；将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱；对采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于30毫克/立方米 （重点地区低于20毫克/立方米），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业除尘成本予以适当支持，电价补偿标准为每千瓦时0.2分钱；价格调整自2013年9月25日起执行。
五是企业高度重视和行业协会的积极服务。电力企业将节能减排纳入企业发展的重大战略进行规划，作为生产经营的主要指标加以考核，作为科技创新的主要方向加大科研和投入力度，使节能减排贯穿于企业活动的各个环节和各个领域。中国电力企业联合会积极服务于节能减排的大局，在规划政策研究、提供统计服务、制定技术标准、反映企业诉求、争取优惠政策等方面发挥了积极作用。如针对企业和环保产业界需求制定了《燃煤电厂除尘技术路线指导意见》，提出了除尘技术路线选择的基本原则、通用意见及案例分析等。
2014年展望
2014年国家将持续保持节能减排的高压态势，修正后的《环境保护法》将可能出台，《大气污染防治法》的修正将会加快，北京等部分省（市）将出台地方性的大气污染防治法规，各级政府部门将继续强化大气污染防治的各种措施。国家将继续加大可再生能源的发展力度，继续加大对煤炭消费总量控制和使用方式的限制。对电力行业而言，结构调整力度将继续加大，水电、风电、太阳能发电装机比重继续提高，火电比重进一步下降。2014年是电力行业实施环保改造的关键年，也将是大气污染物显著下降的一年。一方面，在2014年7月1日，现役机组将执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），但由于部分机组2015年才能完成脱硝改造，环保产业能力、工期、资金安排尚不能完全支持，部分机组将面临较长时间的停机改造或超标运行。另一方面，电力企业将使出浑身解数，克服艰难险阻来努力完成国家要求的各项节能减排要求。主要情况预测如下：一是电力结构继续优化。水电发展规模持续扩大、风电行业稳步复苏、分布式光伏发电快速发 展、核电机组陆续投运，标志着清洁能源将发挥更大作用。2014年，非化石能源发电装机比重，预计约达到33%，比2013年提高近3个百分点。弃风、弃水等现象将进一步减少。
二是继续开展大规模环保设施改造。2014年，现役机组将继续按照标准要求的排放限值进行脱硫提效改造、除尘提效改造，进行脱硝设施改造，预计到2014年底，除尘设施中，袋式、电袋除尘器的应用比例达到20%左右，有多台机组加装了湿式电除尘器；脱硫设施可靠性、投运率将进一步提高；约1.5亿千瓦机组脱硝设施完成改造，脱硝机组占煤电装机比重将达到75%.
三是随着以电代煤、以电代油、电从远方来等措施的进一步发挥作用，火电尤其是东部火电对区域环境质量的影响进一步降低。根据“大气国十条”要求，除煤炭等量替换的大机组和供热机组外，长三角、珠三角、京津冀煤电项目将严格受控，煤电项目西移，特高压将发挥更大作用，“西电东送”、跨区送电规模将进一步增大。随着重点区域煤电项目执行特别排放限值，对当地环境质量的影响将更进一步降低。
四是对电力行业节能减排监管力度持续增强。为应对灰霾等恶劣天气，各级环保部门、行业主管部门将持续加强对电力行业的监管。
需解决的问题
一是加大能源系统优化的力度。比起能源消费总量控制，能源系统优化更有潜力和作用。在加大以电代煤、以电代油的同时，科学有序利用好燃气，科学利用好优质煤。燃气要优先替代民用散烧燃煤，限制或禁止用燃气电厂替代燃煤供热电厂；在煤源、煤质不变的情况下，应鼓励燃煤电厂用劣质煤，而将优质煤用于民用或污染控制水平不高的其他行业使用，限制或禁止高硫、劣质煤或者煤泥直接用于居民使用。
二是加快完善火电厂污染物控制法规标准。现行对火电厂污染物控制的要求较多，如，排放标准、总量控制、环境影响评价、规划目标、责任书、排放绩效等。但要求间存在不协调，如，标准要求严于总量目标、地方环保要求严于国家等，造成电力企业无所适从，同时也增加了依法监督的难度。尤其是现行火电厂大气污染物排放标准对于老厂改造要求过于严格，污染控制成本过高，环境效益过小，难以选择适合的技术路线，部分企业即使投入巨资改造仍难以做到100%达标排放。
三是加强火电厂对环境影响（灰霾）的科学认识和宣传工作。近十年来，电力烟尘（主要是细颗粒物）、二氧化硫排放总量大幅度下降，从2012年开始氮氧化物也实现了总量下降，而这期间全国雾霾天是明显增加的，一定程度说明了电力排放并不是雾霾产生的原因。部分媒体、一些政府部门和个别“专家”对电力污染物排放及对环境影响的认识与实际情况差别很大，更有一些骇人听闻的“专家”将雾霾的产生说成是电煤燃烧排放的放射性物质形成。这些认识判断的偏差，不仅易使电力行业污染物控制政策产生偏差，更重要的是贻误治理灰霾的时机。
四是要继续完善环保电价机制。脱硫、脱硝电价在环保改造中发挥了巨大作用，但随着标准及地方环保要求越来越严，现有环保电价难以抵消成本。尤其是供热电厂，由于热价倒挂且未体现环保成本，再加上环保成本的快速提高，严重阻碍了企业污染治理的积极性。同时，随着火电不断充当可再生能源发电调峰的角色，云南等部分地区的火电厂利用小时数大幅度下降，火电厂持续亏损，难以维系企业的简单再生产影响到电网安全，应加快研究火电的调峰和支撑可再生能源发展的电价互补机制。
五是充分发挥在线监测系统（CEMS）作用。火电厂基本上按要求全部安装了CEMS，应发挥其作用，改变以数据核算为主的环保核查和执法检查现状。CEMS处于摆设状态，既浪费资金又增加了执法的随意性。建议行业主管部门、环保主管部门、行业协会认真研究CEMS存在的问题，尽快加以解决，真正使污染物统计进入法制化管理的科学轨道。
六是统筹安排环保设施改造。按照排放标准要求，在2014年7月前完成脱硫、除尘改造，增加了电力企业调整生产工期、安排资金等方面难度，更加剧了环保设计、施工、设备短期供应不足，满足企业施工安全要求的施工队伍供不应求，人身安全事故明显增加。建议从保障电力安全生产、环保产业健康发展等方面综合考虑，科学安排环保设施改造计划。
七是强化火电厂污染物控制技术路线指导作用。目前电力企业在选择烟尘等污染物控制技术路线时面临难题，重复改造现象屡有发生，建议在出台环保要求的同时配套出台污染物控制技术路线，引导企业合理选择适用技术，同时亦对规范环保产业发展、促进技术进步、提高设施质量具有一定积极作用。
